-to-Power per la produzione di green hydrogen

POLITECNICO DI TORINO

Corso di Laurea Magistrale in Ingegneria Meccanica

Tesi di Laurea Magistrale

Studio di fattibilità di un impianto pilota Power-to- H

-to-Power per la produzione di green hydrogen

per l’utilizzo in turbina a gas

2021/2022

Relatori: Candidato:

Prof.ssa Daniela Anna Misul Prof. Simone Salvadori

Prof. Mirko Baratta Ing. Francesco Cardile

Gianluca Pariti

Prefazione

Del ruolo dell’idrogeno come vettore energetico si parla da decenni ma il suo utilizzo effettivo non è mai avvenuto a causa di ostacoli tecnici ed economici. Al giorno d’oggi, di fronte alla necessità di una profonda ristrutturazione del sistema energetico, quello a cui si sta assistendo è definibile come una rinascita dell’idrogeno. In particolare, con la pubblicazione della strategia dell’idrogeno da parte della Commissione Europea nel 2020, la produzione di H2 è diventata sempre più una priorità di investimento all’interno del piano Next Generation Europe.

L’Italia, per di più, ha predisposto un Piano Nazionale per la Ripresa e Resilienza (PNRR) in cui verranno stanziati 3,2 miliardi di euro a favore della ricerca, produzione e utilizzo dell’idrogeno. L’idrogeno, più precisamente quello verde, risulta essere un forte alleato nella decarbonizzazione di alcuni settori che possono spaziare dalle attività energivore fino all’aviazione e trasporto marittimo. È alla luce di tutto ciò che nasce l’idea dell’impianto pilota Power To H2 To Power di EthosEnergy Italia S.p.A.

Indice

1 Introduzione ... 1

1.1 Il ruolo del Green Hydrogen ... 1

1.2 Descrizione dell’azienda ... 3

1.3 Il progetto PV Park di EthosEnergy Italia ... 4

2 Caratteristiche del parco fotovoltaico ... 9

2.1 Scelta del layout ... 9

2.2 Caratteristiche dell’officina ... 12

2.3 Producibilità dell’impianto PV ... 14

2.4 Scelta degli Inverter ... 18

3 Fuel Burning su una T60 ... 25

3.1 Descrizione area dedicata al banco prova ... 25

3.2 Ipotesi di calcolo ... 28

3.3 Analisi dei diversi casi studio ... 29

3.3.1 Tons di H2 con il 100% di energia prodotta dal PV ... 29

3.3.2 Blending di H2 per 8000 ore di funzionamento ... 31

3.3.3 Tons di H2 prodotti in determinate condizioni di test .... 33

4 Producibilità e confronto con la potenza assorbita ... 39

5 Scelta dell’elettrolizzatore ... 53

5.1 Tipologie di elettrolizzatori ... 53

5.2 Dimensionamento dell’elettrolizzatore ... 57

5.2.1 N° elettrolizzatori considerando autoconsumo nullo ... 59

5.2.2 N° elettrolizzatori considerando autoconsumo al 100% 61 5.2.3 N° elettrolizzatori considerando autoconsumo al 50% .. 62

6 Stoccaggio dell’idrogeno ... 65

6.1 Meccanismi di stoccaggio ... 65

6.2 Dimensionamento dell’area dedicata allo stoccaggio ... 68

6.2.1 N° serbatoi considerando autoconsumo nullo ... 69

6.2.2 N° serbatoi considerando max H2 in un singolo test ... 70

7 Disposizione aree ... 73

7.1 H2 Storage e Area elettrolizzatore ... 73

8 Piping ... 77

8.1 Layout ... 77

8.2 Circuito di blending ... 80

8.3 Circuito di protezione ... 83

8.4 Circuito interno al cabinato macchina ... 88

9 Sistema antincendio ... 91

10 Conclusioni ... 93

Indice delle figure ... 95

Indice delle tabelle ... 99

Bibliografia ... 101

________________________________________ _______________________________________ 1

1 Introduzione

1.1 Il ruolo del Green Hydrogen

Occorre precisare che l’idrogeno, innanzitutto, non è una fonte di energia, bensì un vettore energetico, ovvero un mezzo che consente, previo immagazzinamento, di erogare energia in altre forme come elettricità o combustione. Tuttavia, esso non è uguale ma ne esistono diverse forme ed ognuna di essa ha un preciso impatto ambientale ed economico.

Si può classificare l’idrogeno in:

• Grey Hydrogen: si definisce quell’idrogeno che si ricava dal metano (CH4) che è molto ricco di !_! e che viene separato dal carbonio attraverso il processo di reforming che, d’altra parte, comporta la produzione di CO2. Essa risulta essere un elemento climalterante che va ad incidere negativamente sull’effetto serra globale del Pianeta;

________________________________________ _______________________________________ 2

• Blue Hydrogen: diffuso negli ultimi anni, si definisce quell’idrogeno prodotto come il grey ma, in questo caso, l’anidride carbonica viene eliminata in parte nel processo attraverso opportuni impianti. Essa, in particolare, viene immagazzinata sottoterra;

• Pink Hydrogen: si definisce quell’idrogeno che viene ricavato dall’acqua con l’idrolisi ma la corrente elettrica utilizzata proviene da una centrale nucleare. Le emissioni di CO2 sono nulle ma occorre tenere in considerazione le scorie nucleari che andrebbero confinate;

• Green Hydrogen: alternativa sostenibile, l’idrogeno verde è ottenuto attraverso l’elettrolisi dall’acqua con l’utilizzo esclusivo di corrente elettrica prodotta da energie rinnovabili come solare, eolico, maree…

Al giorno d’oggi, il Green Hydrogen risulta essere, fra tutte le tipologie, il candidato ideale per la decarbonizzazione di alcuni settori, in modo tale da diventare quell’elemento essenziale per l’accelerazione della transizione energetica generando importanti benefici non solo ambientali ma anche socioeconomici. EthosEnergy Italia S.p.A., consapevole del ruolo da protagonista che potrà avere l’idrogeno, ha pensato ad un progetto pilota Power To H2 To Power da installare in

________________________________________ _______________________________________ 3 loco e che, in futuro, potrà portare diversi benefici all’azienda. Infatti, EthosEnergy è attivamente impegnata nel fornire un forte contributo al processo di decarbonizzazione del settore energetico visto il trend in forte crescita atteso nei prossimi anni del mercato dell’idrogeno (che ad oggi si stima dell’ordine dei miliardi).

1.2 Descrizione dell’azienda

EthosEnergy Italia Spa [1] è specializzata nella produzione e nel service di turbine a gas. In particolare, l’officina di Torino nasce inizialmente come Fiat Grandi Motori nel 1925 ed è specializzata nell’ambito del turbogas OEM (Original Equipment Manufacturer) e OOEM (Other Original Equipment Manufacturer), offrendo servizi che spaziano dalla produzione e supporto clienti fino al Decommisioning. In Figura 1.1 è possibile osservare il layout dell’intero sito e come è diviso nelle diverse aree produttive ed uffici. In particolare, si ha:

- Area Officina;

- Magazzino;

- Area Coating & Repair;

- Uffici;

- Reparto L;

________________________________________ _______________________________________ 4

Figura 1.1 Layout dell'azienda

1.3 Il progetto PV Park di EthosEnergy Italia

Lo scopo della tesi consiste nello studio di fattibilità di un progetto pilota mirato alla produzione di idrogeno verde, il suo stoccaggio, ed infine il suo utilizzo in turbina a gas per l’esecuzione di test di combustione. In particolare, il progetto pilota di EthosEnergy prevede l’utilizzo dell’energia prodotta dal parco fotovoltaico, opportunamente dimensionato e installato presso lo stabilimento, per compensare il fabbisogno energetico e per la produzione di idrogeno verde. In particolare, l’elettricità prodotta dall’impianto PV andrà ad alimentare l’idrolisi dell’acqua in modo da produrre idrogeno che sarà,

________________________________________ _______________________________________ 5 successivamente, utilizzato per appositi test di combustione su una Taurus60. Nella figura sottostante può essere visualizzato lo schema riassuntivo del progetto.

Figura 1.2 Schema del progetto pilota

In modo più specifico, l’idea di EthosEnergy è quella di sviluppare un impianto grid–connected, che, nel momento in cui non risulti possibile produrre energia elettrica sufficiente al soddisfacimento della domanda di elettricità, andrà a prelevarla dalla rete nazionale. Al contrario, quando il parco fotovoltaico produce un surplus di energia elettrica, la parte in eccedenza viene trasferita alla rete elettrica nazionale o accumulata per un suo utilizzo successivo. Lo schema più dettagliato del PV Park di EthosEnergy è visibile nella Figura 1.3. Un’ulteriore

Production Products Transport End Use

PV plant

Electrolyzer

Pipeline

Storage

Test benches

H2under pressure Liquid H2

NG grid injection

H2

H₂

Hydrogen

O2

O2 Oxygen

Test Rig

End User

________________________________________ _______________________________________ 6 considerazione riguarda il freno idraulico, tipico di un banco prova, il quale potrà essere sostituito con un generatore elettrico che permetterà di accumulare l’energia prodotta dalla turbina durante il testing in apposite batterie e, successivamente, sarà possibile venire incontro al fabbisogno energetico aziendale. Inoltre, sarà possibile utilizzare anche lo stesso calore in output della turbina portando ad una modifica del sistema di riscaldamento con uno ad acqua (Figura 1.4).

________________________________________ _______________________________________ 7

Figura 1.3 Schema del progetto pilota EthosEnergy

________________________________________ _______________________________________ 8

Figura 1.4 Schema progetto pilota - Output turbina

%H2 for a test rig

Heat

GENERATOR

________________________________________ _______________________________________ 9

2 Caratteristiche del PV park

2.1 Scelta del layout

Nello studio effettuato è stato considerato un modulo fotovoltaico

"#450'2) − +6 di tipo monocristallino da 450 .)/ caratterizzato dalle seguenti proprietà meccaniche ed elettriche prese da catalogo [2].

Figura 2.1 Proprietà meccaniche del pannello

________________________________________ _______________________________________ 10

Figura 2.2 Proprietà elettriche del pannello

A questo punto, in seguito all’analisi relativa alla migliore disposizione dei pannelli nelle varie aree, sono stati considerati un numero di moduli installabili pari a 3320 con un’area impegnata pari a circa 8420 2^!. In particolare, le aree considerate sono le seguenti:

• B1) Officina • B2) Area Repair

• B3) Mensa • B4) Parcheggi

• B5) Area Ecologica

Alla luce di ciò, i moduli risultano essere così ripartiti:

________________________________________ _______________________________________ 11

Tabella 2.1 Disposizione moduli PV nelle varie aree

In definitiva, il layout finale del parco fotovoltaico risulta essere dimensionato come si osserva nella figura sottostante e con le caratteristiche riportate in Tabella 2.2.

Figura 2.3 Layout del parco fotovoltaico

B1 B2 B3 B4 B5

Moduli

installabili 2294 756 99 59 112

Total installable

modules 3320

Total Area [m²] 8419

B1

B2 B3

B4 B5 B4

________________________________________ _______________________________________ 12

Tabella 2.2 Caratteristiche del parco fotovoltaico installato

2.2 Caratteristiche dell’officina

L’area dell’officina [3] risulta essere quella maggiormente impiegata e con la producibilità più alta; di conseguenza è necessario soffermarsi per ulteriori delucidazioni.

Figura 2.4 Area officina - vista dall'alto

B1 B2 B3 B4 B5

Installable

modules 2294 756 99 59 112

Totale moduli

installati 3320

Area Totale [m

] 8419

________________________________________ _______________________________________ 13 Osservando la Figura 2.4 è possibile osservare come il tetto sia caratterizzato da 12 falde di cui solo sei risultano essere opportunamente orientate verso sud (12° '5 e angolo di tilt pari a 30°) e quindi impiegabili.

In particolare:

• 5 falde da 150 6 6 2;

• 1 falda da 110 6 6 2;

Il tetto non presenta alcuna ombra causata da costruzioni vicine e non risulta alcuna barriera architettonica, antenne di telecomunicazione o sistemi di aria condizionata che ostacolano l’installazione dei pannelli.

Figura 2.5 Area officina - dettaglio tetto

________________________________________ _______________________________________ 14 Per tale motivo, le analisi condotte attraverso l’utilizzo del software PVGIS, che fornisce informazioni sulla radiazione solare e sulle prestazioni dei sistemi fotovoltaici, possono essere considerate realistiche.

2.3 Producibilità dell’impianto PV

L’analisi attraverso PVGIS [4] è stata effettuata considerando i seguenti dati di input:

- Angolo di tilt pari a 30°;

- Angolo azimutale pari a 12°;

- 1 .)/ installato;

- Perdite del 14%;

Figura 2.6 Dati di input forniti al software

________________________________________ _______________________________________ 15 Occorre precisare che le perdite di sistema comprendono tutte le perdite nell'impianto che riducono l'energia resa alla rete elettrica rispetto all'energia prodotta dai moduli. Esistono diverse tipologie di perdite, che spaziano da quelle resistive nei cavi, a quelle nell'inverter, o causate da polvere e/o neve. Inoltre, con il tempo i moduli tendono a perdere un po' di potenza, e per tale motivo la resa media calcolata per tutta la vita dell'impianto sarà meno della resa nei primi anni. Alla luce di queste ipotesi, è stato possibile ricavare i seguenti risultati:

Figura 2.7 Risultati ottenuti da PVGIS

________________________________________ _______________________________________ 16 In particolare, l’andamento mensile dell’energia prodotta durante l’anno è riportato nella figura sottostante.

Figura 2.8 Andamento mensile dell'energia prodotta

Dal grafico si osserva come i mesi che vanno da Maggio ad Agosto sono quelli caratterizzati da una maggiore produzione di energia; di conseguenza, si potrebbe pensare che saranno proprio questi i mesi in cui si potrà avere una maggiore produzione di idrogeno. Viene riportato anche l’irraggiamento mensile, in cui è possibile effettuare la medesima considerazione.

________________________________________ _______________________________________ 17

Figura 2.9 Andamento mensile dell'irraggiamento nel piano

Dalle seguenti analisi, l’energia prodotta da un singolo modulo durante l’anno risulta essere pari a 1273 ^"#$

"#% (che sono anche definite come le ore equivalenti in cui il parco fotovoltaico lavora durante l’anno).

A questo punto, conoscendo il numero di moduli installati, si è calcolata la potenza installata come:

9)&'()*++ =(<° 2=>?@A ∗ .)/ CA<D. 2=>?@=)

1000 = 1,5 9) (1)

Successivamente, l’energia prodotta come:

9)ℎ%,-.-))& = 9)&'()*++ ∗ < =IJ JK = 1912 9)ℎ (2)

________________________________________ _______________________________________ 18 I risultati completi del dimensionamento del parco fotovoltaico sono riportati nella seguente tabella:

Tabella 2.3 Risultai finali del dimensionamento dell'impianto PV

2.4 Scelta degli Inverter

Il dimensionamento del numero di inverter rappresenta un punto cruciale dal momento che esso consente l’utilizzo della energia solare per le diverse utenze. Infatti, esso presenta le seguenti funzioni:

• Trasforma la corrente continua in alternata in modo da renderla utilizzabile per le diverse utenza in questione;

• Ottimizza la produzione di energia, massimizzando le prestazioni del sistema;

• Svolge una funzione di sorveglianza dell’intero impianto;

In particolare, tenendo conto di 3320 moduli installati per una potenza complessiva di 1,5 9), si è considerato per il dimensionamento la seguente tipologia di inverter dell’azienda ABB [5].

Potenza installata

[MW] Energia prodotta

[MWh] Moduli installati Area disponibile per l’impianto PV [m²]

1,5 1912 3320 8419

________________________________________ _______________________________________ 19

Tabella 2.4 Caratteristiche tecniche inverter ABB

A questo punto per il calcolo sono stati considerati gli inverter di stringa dal momento che risultano più economici, più utilizzati e consentono una manutenzione che non richiede tempo e senza costi aggiuntivi.

________________________________________ _______________________________________ 20 La scelta dell’utilizzo di questa tipologia di inverter è dovuta al fatto che essi sono, di solito, utilizzati per quei sistemi che non risentono degli ombreggiamenti che invece, limiterebbe l’utilizzo della stringa.

Tenendo conto delle caratteristiche del pannello e dell’inverter si è passati al calcolo del numero di stringhe e del numero di pannelli per ogni stringa attraverso le seguenti relazioni:

M_/0(N2A<) = M_/0∗ O1 + (N2A< − 25°) ∗ Q=JRR >A N(M_/0)S (3)

T 2=>?@A 2U6 =9U6 VJ<CA=<J A< A<DIJCC=

M_/0(N2A<) (4) M₁₂₂(N2U6) = M₁₂₂ ∗ O1 + (N2U6 − 25°) ∗ Q=JRR >A N(M_/0)S (5)

T 2=>?@A 2A< = NJ<CA=<J 2A<A2U 9WW

M₁₂₂(N2U6) (6) X₃₀(N2U6) = X₃₀ ∗ O1 + (N2U6 − 25°) ∗ Q=JRR >A N(X₃₀)S (7)

T CVIA<DℎJ 2U6 = Y=IIJ<VJ max A< A<DIJCC=

X₃₀(N2U6) (8)

dove si è considerata, presso la località, una N2A< = 3° e N2U6 = 24°

dal momento che l’andamento della temperatura, da PVGIS, durante l’anno risulta essere il seguente (Figura 2.10).

________________________________________ _______________________________________ 21

Figura 2.10 Andamento di temperatura nell'anno (Torino)

Dai risultati ottenuti è emerso che è possibile suddividere il parco fotovoltaico in 14 sottocampi (e quindi la necessità di 14 inverter) ognuno dei quali presenta 16 stringhe con 15 moduli per ogni stringa.

Le proprietà di ciascun sottocampo sono riportate nella Tabella 2.5.

________________________________________ _______________________________________ 22

Tabella 2.5 Caratteristiche sottocampo

Viene riportato in successione uno schema semplificativo:

Figura 2.11 Esempio di collegamento fra sottocampi

Tensione nominale di stringa [V] 615

Tensione nominale a vuoto Voc [V] (di stringa 799

Potenza totale array [kWp] 108,0

Superficie totale [m²] 527

Peso totale [kg] 5285

N° totale di moduli 240

N° di moduli / stringa 15

N° di stringhe 16

SOTTOCAMPO FOTOVOLTAICO

Str.1 15 moduli

Str.16 15 moduli

1 2 15

QUADRO QDC - 1

Inverter 1 PVS800 - 57

1 2 15

Str.1 15 moduli

Str.16 15 moduli

1 2 15

QUADRO QDC - 2

Inverter 2

PVS800 - 57 QUADRO QAC

1 2 15

Single subfield

=

≈

=

≈

________________________________________ _______________________________________ 23 Un’ultima questione, riguardante gli inverter, riguarda il posizionamento degli inverter. In particolare, l’azienda predispone di una Cabina 0 dalla quale parte il collegamento verso la Cabina 1 e Cabina 3. Dalla cabina 1 parte, invece, il collegamento verso la Cabina 2.

Figura 2.12 Disposizione delle cabine

Alla luce di ciò una possibile configurazione è la seguente:

• Cabina 1: Parcheggi, Mensa, parte dell’area dell’officina;

• Cabina 2: Parte dell’area dell’officina;

• Cabina 3: Area Repair, Area Ecologica

Cabina 1 Cabina 2

Cabina 3

Cabina 0

________________________________________ _______________________________________ 24 Di conseguenza, i 14 inverter potrebbero essere suddivisi tra le diverse cabine nel seguente modo:

Tabella 2.6 Suddivisione inverter tra le cabine

N INVERTER

CABINA 1 5

CABINA 2 5

CABINA 3 4

________________________________________ _______________________________________ 25

3 Fuel Burning su una T60

3.1 Descrizione area dedicata al banco prova

Come descritto in precedenza, l’obiettivo principale del progetto pilota è quello di produrre Green Hydrogen e successivamente, utilizzarlo per delle prove di combustione in un apposito banco prova situato nell’area evidenziata in rosso e riportato in Figura 3.1.

Figura 3.1 Area dedicata al banco prova

________________________________________ _______________________________________ 26 Inizialmente, l’area considerata era usata per effettuare banchi prova delle Fiat/Westinghouse TG16/TG20 mentre, attualmente, è utilizzata come magazzino temporaneo. D’altro canto, il fatto di avere a disposizione un’area insonorizzata e caratterizzata dalla presenza di un camino, adattabile come condotto d’uscita per la T60 potrebbe portare a pensare di rivalutare la zona per un futuro utilizzo come sala per un banco prova. Nella figura sottostante è possibile osservare un tipico cabinato per unità Solar Turbine.

Figura 3.2 Cabinato turbina per un’unità Solar Turbine

Sono riportati al di sotto alcuni dettagli dell’area utilizzabile per il banco prova.

________________________________________ _______________________________________ 27

Figura 3.4 Dettaglio ingrasso banco prova Figura 3.3 Dettaglio camera insonorizzata e camino

________________________________________ _______________________________________ 28

3.2 Ipotesi di calcolo

Prima di procedere con la descrizione dei diversi casi studio, occorre definire le ipotesi alla base dell’intera analisi preliminare.

In primo luogo, si sono considerate le condizioni operative ISO (N_43/ = 15°Y e /_43/ = 1,01325 ]UI), di conseguenza, dal grafico in Figura 3.5, (presa da catalogo [6]) si sono ricavati i valori di:

W? = 5670 .) !^ = 11,43 9_/.)ℎ

Figura 3.5 Proprietà della Taurus60

________________________________________ _______________________________________ 29 Inoltre, si è considerato che per la produzione di 1 .D >A !2 occorre avere 60 .)ℎ di energia e 9 .D >A !_!a.

3.3 Analisi dei diversi casi studio

Alla luce delle ipotesi appena citate, sono stati studiati tre diversi casi in condizione base load:

1. Calcolo della quantità di H2 producibile con il 100% dell’energia prodotta dall’impianto PV

2. Calcolo della % di H2 per un funzionamento di 8000 ore 3. Calcolo tons di H2 per determinati test di combustione Al di sotto sono riportati dettagliatamente i tre casi studio.

3.3.1 Tons di H2 con il 100% di energia prodotta dal PV

In prima analisi, si è posta la domanda relativa a quanto idrogeno potrei produrre nel momento in cui tutta l’energia ricavabile dall’impianto PV fosse dedicata alla produzione dello stesso. Avendo a disposizione, di conseguenza, 1,9 #)ℎ e sapendo che la portata di H2 richiesta per far funzionare la T60 in base load è pari a 0,15 ^"5

( si è ricavato che:

________________________________________ _______________________________________ 30

Tabella 3.1 Risultati dell'analisi del caso studio 1

A questo punto si sono calcolate le ore di funzionamento nel caso in cui si volesse far lavorare la turbina con il 100% di H2, tenendo conto che:

ℎ_67'8 = .D_9!%,-.-))-∗ /=IVUVU IAQℎAJCVU_{:*(; +-*.} » 59 (9)

Si riporta nella figura sottostante uno schema riassuntivo dei calcoli appena descritti

H2 [tons] 31,9

O2 [tons] 255,0

H2O [tons] 286,8

________________________________________ _______________________________________ 31

Figura 3.6 Schema riassuntivo del caso studio 1

dove al catodo e anodo si hanno le seguenti reazioni:

YUV=>=) 4!⁼ + 4J^> ⟶ 2!_!

c<=>=) 2!_!a ⟶ a_!+ 4!⁼+ 4J^>

3.3.2 Blending di H2 per 8000 ore di funzionamento

Dal momento che il numero di ore di funzionamento di una turbina è nell’intorno delle 8000 ore, il prossimo step è stato quello di valutare la

H⁺ H⁺

e^-

e^-

e^-

e^-

Membrane

Cathodic Reaction Anodic Reaction

1,91 GWh Available

Max 32 tons of

H

255 tons of O

287 tons of H

O

CATHODIC REACTION 4 H⁺+ 4 e^- 2 H₂ ANODIC REACTION 2 H₂O O₂+ 4 H⁺+ 4 e^-

________________________________________ _______________________________________ 32

% di blend affinché la T60 possa lavora in base load per numero di ore operative di un certo tipo. I risultati dell’analisi sono riportati nella Tabella 3.2 (dove con NG è indicato il Gas Naturale):

Tabella 3.2 Risultati dell'analisi del caso studio 2

Di conseguenza, la % di blend risulta essere:

Tabella 3.3 Risultati dell'analisi del caso studio 2

Dove per quest’ultima analisi si è tenuto in conto del numero di ore equivalenti/anno.

Requirement

H2 [tons/year] 31,9

O2 [tons/year] 254,9

H2O [tons/year] 286,8

NG [tons/year] 11868,4

Expected Mass Flow Rates

H2 [kg/h] 24,90

O2 [kg/h] 199,20

H2O [kg/h] 224,10

NG [kg/h] 9272,19

H2 vol. Blend [%] 2,4

________________________________________ _______________________________________ 33 3.3.3 Tons di H2 prodotti in determinate condizioni di test

Per quanto riguarda quest’ultimo caso studio, si è considerato che la macchina andasse a lavorare non più in modo continuativo ma nelle seguenti condizioni:

- il banco prova lavora una volta al mese (12 test da svolgere in un anno);

- Ogni test è svolto in una settimana per 2 ore/giorno (5 giorni lavorativi)

Alla luce di ciò si sono considerate diverse tipologie di test di combustione in cui la % di H2 varia e di conseguenza, anche lo stesso Potere Calorifico Inferiore in gioco varia con il variare della composizione della miscela (% Gas Naturale + % Idrogeno). Nella Tabella 3.4 è possibile osservare come varia il Potere Calorifico durante i differenti test e a seconda della % di H2 in miscela

________________________________________ _______________________________________ 34

Tabella 3.4 Potere Calorifico Inferiore della miscela

Per lo svolgimento dei calcoli sono state considerate le seguenti relazioni matematiche:

NℎJI2U@ 5<JIDd e9_

ℎ f = W? [.)] ∗ !^ e 9_

.)ℎf (10)

#_:i2^?

ℎ j = NℎJI2U@ 5<JIDd k9_

ℎ l m_: ∗ "!M k9_

2^?l (11)

H2% LHV mixture [MJ/m

]

Day 1 ^0,0% 34,05

Day 2 ^5,0% 32,85

Day 3 ^10,0% 31,66

Day 4 ^15,0% 30,46

Day 5 ^20,0% 29,27

Day 1 ^0,0% 34,05

Day 2 ^12,5% 31,06

Day 3 ^25,0% 28,07

Day 4 ^37,5% 25,09

Day 5 ^50,0% 22,10

Day 1 ^0,0% 34,05

Day 2 ^15,0% 30,46

Day 3 ^30,0% 26,88

Day 4 ^45,0% 23,29

Day 5 ^60,0% 19,71

Day 1 ^0,0% 34,05

Day 2 ^20,0% 29,27

Day 3 ^40,0% 24,49

Day 4 ^60,0% 19,71

Day 5 ^80,0% 14,93

Day 1 ^0,0% 34,05

Day 2 ^25,0% 28,07

Day 3 ^50,0% 22,10

Day 4 ^75,0% 16,12

Day 5 ^100,0% 10,15

________________________________________ _______________________________________ 35 #_:e.D

ℎ f = #_:i2^?

ℎ j ∗ n_9! (12)

dove si è considerato m_: = 0,98 e n_9! = 0,08 .D/2^?.

Di conseguenza, si è calcolata la portata necessaria per ogni singola prova.

Figura 3.7 Valori di portata per ogni prova

Day 1 0,0%

Day 2 5,0%

Day 3 10,0%

Day 4 15,0%

Day 5 20,0%

Day 1 0,0%

Day 2 12,5%

Day 3 25,0%

Day 4 37,5%

Day 5 50,0%

Day 1 0,0%

Day 2 15,0%

Day 3 30,0%

Day 4 45,0%

Day 5 60,0%

Day 1 0,0%

Day 2 20,0%

Day 3 40,0%

Day 4 60,0%

Day 5 80,0%

Day 1 0,0%

Day 2 25,0%

Day 3 50,0%

Day 4 75,0%

Day 5 100,0%

H2% Gb [m³/h] H2 [m³/h] H2 [kg/h]

1942,32 0,00 0,00

1942,32 0,00 0,00

1942,32 0,00 0,00

2355,66 588,92 49,81

2992,50 1496,25 126,56

4101,24 3075,93 260,18

6515,16 6515,16 551,09

2259,49 451,90 38,22

2700,48 1080,19 91,37

3355,34 2013,20 170,29

4429,47 3543,58 299,74

2170,87 325,63 27,54

2460,38 738,11 62,43

2839,00 1277,55 108,06

3355,34 2013,20 170,29

2129,11 266,14 22,51

2355,66 588,92 49,81

2636,16 988,56 83,62

2992,50 1496,25 126,56

2 h/ da y x 12 w ee ks

1942,32 0,00 0,00

2012,96 100,65 8,51

2088,93 208,89 17,67

2170,87 325,63 27,54

2259,49 451,90 38,22

1942,32 0,00 0,00

________________________________________ _______________________________________ 36

Figura 3.8 Tonnellate e GWh necessarie

Le percentuali riportate a lato, fanno riferimento a quante tonnellate di H2 sfrutto rispetto a quelle massime che potrei produrre nel caso in cui si andasse a sfruttare il 100% dell’energia prodotta dall’impianto fotovoltaico, ovvero:

% = V=<C >A !_! /JI 12 VJCV >A Q=2]?CVA=<J/U<<=

V=<C !_! /I=>=VV= Q=< 100% >J@@^@J<JIDAU WM (13)

14,4 0,86 45,2%

23,7 1,42 74,4%

Schedule 1

Schedule 2

Schedule 3

Schedule 4

Schedule 5

tons of H2/year GWh required

2,2 0,13 6,9%

6,8 0,41 21,3%

8,8 0,53 27,7%

________________________________________ _______________________________________ 37 Si può osservare, da una prima analisi preliminare, come anche il test più gravoso in termini di tonnellate di H2, richieda una percentuale intorno al 75% delle tonnellate di idrogeno producibili con il 100%

dell’energia prodotta dal PV; di conseguenza, si potrebbe avere un residuo di H2 intorno al 25% che potrebbe essere venduto successivamente. D’altra parte, le analisi svolte in questa prima fase escludono un parametro molto importante, ovvero l’autoconsumo.

Come descritto in precedenza, l’obiettivo dell’azienda non è solo quello di produrre idrogeno ma è anche quello di venire incontro al fabbisogno energetico.

________________________________________ _______________________________________ 38

________________________________________ _______________________________________ 39

4 Producibilità e confronto con la potenza assorbita

Come detto, lo scopo del PV Park è anche quello di venire incontro al fabbisogno energetico aziendale, di conseguenza, non tutta l’energia prodotta sarà destinata alla produzione di H2. Per capire, quale sia il miglior modo affinché l’energia in output del parco fotovoltaico venga splittata fra H2 e fabbisogno energetico, si è confrontata l’energia prodotta dal parco PV con quella assorbita dall’officina [7]. Attraverso il software PVGIS, è stato possibile ricavare in un primo momento l’andamento di irraggiamento medio mensile [^#$_A!] e dell’irradianza giornaliera [^#

A^!] (diverso da mese a mese). Infatti, la quantità di energia solare che arriva sulla superficie terrestre, e che può essere utilmente raccolta da un dispositivo fotovoltaico, dipende dall’irraggiamento del luogo, il quale è fortemente influenzato dalle condizioni climatiche locali e dalla latitudine (ovvero cresce con l’avvicinarsi all’equatore).

________________________________________ _______________________________________ 40 Nelle figure sottostanti è possibile osservare gli andamenti.

Figura 4.1 Irraggiamento medio

Figura 4.2 Radianza giornaliera (Luglio) 0

1 2 3 4 5 6 7 8

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Months

Avrg. Daily Solar Irradiation [kWh/m²]

Location Corso Romania 661, TORINO

Latitude 45°125'

Annual Solar

Irradiation [MWh/m²] 1,706

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22

Avrg. Daily Radiance in July [W/m²]

G(i): Global irradiance on a fixed plane (W/m2) Gb(i): Direct irradiance on a fixed plane (W/m2) Gd(i): Diffuse irradiance on a fixed plane (W/m2)

________________________________________ _______________________________________ 41 In Figura 4.2, si osservano in particolare tre curve diverse e identificabili come:

- Irradianza diffusa - Irradianza diretta

- Irradianza globale dato dalla seguente relazione:

#_5+-:*+ = #_.&,;B) + #.&667(;

Il valore, qui riportato, di irradianza è stato successivamente

modificato tenendo conto che si ha a disposizione m_%*'';++- = 20,2%.

A questo punto, conoscendo l’andamento giornaliero corretto e l’area a disposizione per il PV Park (8419 2^!), è stato possibile calcolare la potenza prodotta dall’impianto fotovoltaico durante il giorno e

confrontare questa con l’energia assorbita dall’azienda stessa [8] (i dati di quest’ultima fanno riferimento all’anno 2021). In Figura 4.3, è riportato un esempio ed è possibile osservare i due andamenti per il mese di Luglio.

________________________________________ _______________________________________ 42

Figura 4.3 Pprodotta vs Passorbita (giorno tipo di Luglio)

Nella figura sono identificabili tre diverse aree:

1) Area verde: identifica la zona relativa alla potenza disponibile per la produzione di idrogeno;

2) Area rossa: identifica la zona di potenza che sarà dedicata al fabbisogno energetico e quindi, all’autoconsumo;

3) – 4) Area blu: identifica la zona in cui non si è in grado di venire incontro al fabbisogno energetico aziendale attraverso il fotovoltaico, perciò occorrerà prendere energia dalla rete o dalle batterie.

(1)

(2) (4)

(3)

Hours

________________________________________ _______________________________________ 43 Sono riportati al di sotto, ulteriori andamenti che mettono a confronto l’energia prodotta dal fotovoltaico con quella assorbita dall’azienda.

Figura 4.4 Energiaprodotta vs Energiaassorbita (giorno tipo di Gennaio)

Figura 4.5 Energiaprodotta vs Energiaassorbita (giorno tipo di Maggio)

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22

MW

Hours

[January]

Power produced Power absorbed by the facility

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22

MW

Hours

[May]

________________________________________ _______________________________________ 44

Figura 4.6 Energiaprodotta vs Energiaassorbita (giorno tipo di Agosto)

Figura 4.7 Energiaprodotta vs Energiaassorbita (giorno tipo di Novembre)

Confrontando in particolare Agosto con Gennaio, è possibile osservare come le ore di funzionamento del parco fotovoltaico risulti essere maggiore nel mese estivo visto il numero di ore maggiore di luce.

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22

MW

Hours

[August]

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22

MW

Hours

[November]

________________________________________ _______________________________________ 45 Inoltre, anche la stessa area identificata per la produzione di idrogeno risulta essere maggiore nei mesi estivi visto che, come detto precedentemente, il valore di irraggiamento è altamente influenzato dal valore di temperatura, di conseguenza la campana (curva blu) risulta essere molto più grande in Agosto rispetto a Novembre.

Tabella 4.1 Valore di kg H2 medi giornalieri

Tabella 4.2 Valore di tons H2 nei diversi mesi Energy produced

[MWh] Energy absorbed by the facility

[MWh] Energy available for H2

[MWh] kg H2

Avrg. Daily

Jan 3,7 2,9 0,8 13,8

Feb 4,5 4,1 0,3 5,8

Mar 5,6 4,0 1,6 26,5

Apr 6,2 3,7 2,5 41,6

May 6,3 3,3 3,0 50,8

Jun 7,4 3,8 3,6 59,8

Jul 7,9 4,4 3,5 59

Aug 7,3 4,2 3,1 51,9

Sep 6,1 3,6 2,6 42,6

Oct 4,2 2,2 2,1 34,7

Nov 4,8 2,8 2,0 33,4

Dec 3,4 2,2 1,3 21,0

Energy produced

[MWh] Energy absorbed by the facility

[MWh] tons H2

Monthly

Jan 115,8 90,1 0,4

Feb 125,6 115,9 0,2

Mar 174,7 125,3 0,8

Apr 186,8 111,9 1,2

May 195,7 101,2 1,5

Jun 222,1 114,5 1,8

Jul 245,5 135,7 1,8

Aug 225,7 129,2 1,6

Sep 183,6 107,0 1,3

Oct 131,5 67,0 1,0

Nov 143,7 83,5 1,0

Dec 106,8 67,7 0,6

________________________________________ _______________________________________ 46 Le tabelle al di sopra, mostrano i valori giornalieri e mensili di energia prodotta, assorbita e disponibile per l’H2 e quindi il valore di idrogeno ricavabile (valgono le stesse ipotesi descritte nel paragrafo 3.2).

Si deve precisare che questi valori fanno riferimento alla sola fascia oraria in cui il parco fotovoltaico produce energia (ovviamente la fascia oraria dei mesi invernali è minore rispetto a quella relativa ai mesi estivi). Alla luce della Tabella 4.2 è possibile definire il valore di autoconsumo, come riportato.

Tabella 4.3 Valori di auto-consumo

Nei grafici riportati al di sotto, è possibile osservare, inoltre, la quota mensile di energia disponibile per la produzione di idrogeno e l’andamento delle tonnellate di !_! prodotto durante ogni mese.

Energy produced

[MWh] Energy absorbed by the

facility [MWh] Self - consumption

monthly

Jan 115,8 90,1 78%

Feb 125,6 115,9 92%

Mar 174,7 125,3 72%

Apr 186,8 111,9 60%

May 208,7 101,2 48%

Jun 222,1 114,5 52%

Jul 245,5 135,7 55%

Aug 225,7 129,2 57%

Sep 183,6 107 58%

Oct 131,5 67 51%

Nov 143,7 83,5 58%

Dec 106,8 67,7 63%

________________________________________ _______________________________________ 47

Figura 4.8 Confronto fra energia prodotta e assorbita [MWh]

Figura 4.9 Andamento tons H2 mensile

Nella Figura 4.8 occorre osservare che non si è tenuto conto della sola area verde e rossa; di conseguenza, si fa riferimento alle sole ore in cui il parco PV è effettivamente funzionante. Un’ulteriore conferma di quello che è stato appena descritto, è possibile trovarla nel caso in cui si andasse ad osservare come varia l’andamento giornaliero di

0 50 100 150 200 250 300

Jan Feb Mar Apr May Jun JulyAug Sep Oct Nov Dec

Energy available

for H2

Avrg. monthly tons of H2

0,00,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

________________________________________ _______________________________________ 48 produzione di idrogeno. Nelle figure sottostanti è possibile vedere l’andamento di kg di idrogeno prodotto in due mesi distanti. In particolare, se ci focalizzassimo sul solo mese di Luglio, si osserva come la vera produzione sia più bassa rispetto a quella potenziale dal momento che occorre tenere conto della volontà dell’azienda di venire incontro al fabbisogno energetico.

Figura 4.10 kg di H2 prodotti con 100% (giorno tipo di Luglio)

0 5 10 15 20 25

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22

kg H

MW

Hours

July

Power produced kg H2

________________________________________ _______________________________________ 49

Figura 4.11 kg di H2 con autoconsumo (giorno tipo di Luglio)

Figura 4.12 kg di H2 prodotti con 100% (giorno tipo di Dicembre)

0 3 6 9 12 15 18

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22

kg H

MW

Hours

July

Power produced

Power absorbed by the facility kg H2

0 3 6 9 12 15 18

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22

kg H

MW

Hours

December

Power produced kg H2

________________________________________ _______________________________________ 50

Figura 4.13 kg di H2 con autoconsumo (giorno tipo di Dicembre)

Questo, a valle delle osservazioni appena effettuate e dal confronto tra la produzione giornaliera in Luglio e quella in Dicembre osservabile in Figura 4.11 e Figura 4.13 , può portare a pensare di poter sfruttare i mesi estivi per i test richiedenti una maggiore quota di !_! mentre per i restanti si può pensare di venire incontro al fabbisogno energetico dell’azienda.

A questo punto, risulta interessante osservare come sia possibile ipotizzare due differenti scenari:

0 2 4 6 8 10 12

0 0,2 0,4 0,6 0,8

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22

kg H

MW

Hours

December

Power produced

Power absorbed by the facility kg H2

________________________________________ _______________________________________ 51 1) Nel primo scenario, è possibile pensare di dare priorità alla

produzione di idrogeno. Di conseguenza, la percentuale di autoconsumo sarà inferiore proprio per tale motivo. Questa è una situazione che può essere affrontata nei mesi con più alta produzione di energia (da Aprile ad Agosto/Settembre);

2) Nel secondo scenario, è possibile pensare invece di dare priorità all’autoconsumo. Questa situazione, tuttavia, è applicabile nei mesi con minore produzione di energia da parte del parco fotovoltaico (da Ottobre a Marzo)

Un esempio di possibile strategia aziendale è riportato in Tabella 4.4 e Figura 4.14

Tabella 4.4 Caso esemplificativo Energy

produced [MWh]

Energy absorbed by the

facility [MWh] Self -

consumption Energy available

for H2 [MWh] Tons of H2

Jan 115,8 246,5 60% 46,32 0,8

Feb 125,6 268,7 60% 50,24 0,8

Mar 174,7 262,8 50% 87,35 1,5

Apr 186,8 233,2 40% 112,08 1,9

May 208,7 233,2 40% 125,22 2,1

Jun 222,1 218 40% 133,26 2,2

Jul 245,5 241,4 40% 147,3 2,5

Aug 225,7 215,9 40% 135,42 2,3

Sep 183,6 216,8 45% 100,98 1,7

Oct 131,5 156,6 50% 65,75 1,1

Nov 143,7 249,8 60% 57,48 1

Dec 106,8 193,3 60% 42,72 0,7

________________________________________ _______________________________________ 52

Figura 4.14 Andamento portata di H2 (caso esemplificativo)

0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Tons H2

Months

Avrg. monthly tons of H2

________________________________________ _______________________________________ 53

5 Scelta dell’elettrolizzatore

5.1 Tipologie di elettrolizzatori

Elemento indispensabile di un impianto Power – to - Hydrogen è l’elettrolizzatore, nel quale si realizza la reazione di scissione elettrolitica delle molecole di acqua (H2O) nei suoi costituenti, ovvero idrogeno (H2) e ossigeno (O2), ottenuta fornendo elettricità. In particolare, il processo di elettrolisi avviene all’interno di celle elettrochimiche, costituite fondamentalmente da tre elementi:

- Due elettrodi (anodo e catodo);

- Elettrolita (liquido o solida a seconda della tecnologia in esame) che consente il trasferimento degli ioni;

La struttura delle varie celle per le tecnologie di elettrolisi più comuni è mostrata nella figura sottostante. Successivamente, queste vengono assemblate in stack collegandole in serie attraverso la presenza di piatti di separazione tra gli elettrodi positivo-negativo noti come piatti bipolari.

________________________________________ _______________________________________ 54 I principali parametri che caratterizzano il funzionamento di una cella elettrolitica sono la densità di corrente per unità di superficie attiva della cella singola [A/cm²] e la tensione, misurata tra i due elettrodi. Le tecnologie di elettrolisi sono tipicamente classificate come segue [9]:

• Alkaline Electrolyser AEL

Risultano essere la tecnologia più sviluppata per applicazioni stazionarie e/o continue. Tipicamente, l’elettrolita è un liquido, ovvero una soluzione acquosa di KOH e NaOH, che circola tra due elettrodi (leghe di Ni), trasferendo ioni OH^- tra catodo e anodo a temperature intorno ai 60 − 80°Y. Un diaframma, permeabile all’elettrolita, impedisce il miscelamento tra O2 e H2, i quali restano separati rispettivamente al lato catodico e anodico. Infine, i gas uscenti da catodo e anodo vengono inviati a due separatori liquido-vapore, da cui l’elettrolita liquido residuo viene ricircolato mentre i gas sono ulteriormente purificati ed inviati per i vari impieghi.

________________________________________ _______________________________________ 55

Figura 5.1 Elettrolizzatore Alcalino

• Proton Exchange Membrane Electrolyser PEM

Essi si basano su un elettrolita costituito da una membrana polimerica che, in presenza di acqua, consente il passaggio di protoni (ioni H⁺), garantendo di conseguenza una presenza quasi nulla di O2 nel flusso di H2. Il funzionamento è alle temperature intorno ai 50 − 70°Y e la struttura della singola cella consente di sviluppare degli stack estremamente compatti dato il ridotto spessore. Inoltre, dato il funzionamento ad alta densità di corrente e media-alta pensione, si hanno vantaggi legati ad una rapida risposta ai transitori di potenza elettrica in ingresso. Tuttavia, la tecnologia in questione, richiede l’utilizzo di metalli nobili come catalizzatori (Pt, Ir), motivo per cui il costo di tali elettrolizzatori risulta essere molto elevato.

________________________________________ _______________________________________ 56

Figura 5.2 Elettrolizzatore PEM

• Anion Exchange Membrane Electrolyser AEM

Si tratta di elettrolizzatori che, nonostante siano di recente sviluppo, hanno mostrato elevati progressi in diverse applicazioni. Essi operano a basse temperature (30 − 60°Y) e riescono ad unire i vantaggi del AEL (assenza o scarsa presenza di metalli nobili) e dell’elettrolita solida (vista la presenza di membrane polimeriche capaci di trasferire solo ioni OH^-).

Figura 5.3 Elettrolizzatore AEM

________________________________________ _______________________________________ 57

5.2 Dimensionamento dell’elettrolizzatore

Per quanto riguarda il progetto del PV Park di EthosEnergy, la scelta è ricaduta sull’azienda Enapter S.r.l. che presenta sul mercato degli elettrolizzatori a membrana a scambio anionico. La tecnologia AEM prende il meglio degli elettrolizzatori alcalini e PEM, sfruttando i materiali più economici del primo con la capacità del secondo di lavorare efficientemente con l’output variabile degli impianti eolici e/o solari come nel caso analizzato. La disposizione interna delle semicelle che costituiscono un singolo modulo, permette la produzione di idrogeno e ossigeno ad una pressione di 35 ]UI e 1 ]UI rispettivamente. Inoltre, la differenza di pressione che si crea, impedisce che l’ossigeno prodotto passi alla semicella ad alta pressione, garantendo così un alto grado di purezza dell’idrogeno (intorno al 99,9 %).

In particolare, il singolo modulo AEM EL 4.0 presenta, a catalogo [10], le seguenti proprietà:

________________________________________ _______________________________________ 58

Figura 5.4 Layout singolo modulo EL 4.0

Figura 5.5 Proprietà del singolo modulo